Построение оптимизационной модели для выбора состава и распределения нагрузок между агрегатами тепловых электростанций

Реформирование электроэнергетического комплекса России привело его к такому состоянию, в котором разные генерирующие объекты вынуждены конкурировать на оптовом рынке электроэнергии и региональных потребительских рынках тепла.

В этих условиях необходимо оптимизировать работу существующего энергетического комплекса для его работы с максимальной эффективностью. Под максимальной эффективностью энергетического комплекса понимается минимум средневзвешенной стоимости отпуска электрической и тепловой энергии при её переменном потреблении по диспетчерскому графику.

Так, АЭС — работают в базовой части электрических нагрузок, крупные КЭС — в базовой, полубазовой и полупиковой, городские отопительные и промышленные ТЭЦ и ГРЭС — значительную часть времени работают в полупиковой части графика электрических нагрузок. При этом ТЭЦ вынуждены несколько раз в сутки регулировать величину отпускаемой тепловой нагрузки на отопление и горячее водоснабжение в связи с изменением температуры наружного воздуха, что изменяет величину выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

В отличие от конденсационных электростанций, где необходимо оптимально распределять только электрическую нагрузку, на ТЭЦ и ГРЭС необходимо также оптимально распределять тепловую энергия на отопление и горячее водоснабжение, отпуск пара промышленных потребителей. ,.

Исходя из того, что тепловые электростанции являются в структуре энергетической системы как объектами с наибольшим видом отпускаемых видов нагрузки различных, параметров, так и. объектами с частым изменением этих нагрузок (несколько раз-в сутки), то оптимизация краткосрочных режимов их работы является одним из важных и сложных этапов в комплексной оптимизации электроэнергетической системы.

Согласно концепции стратегии ОАО РАО «ЕЭС» России формирование конкурентного рынка электроэнергии включает в себя развитие форм, механизмов и условий торговли. Формирование цены на электроэнергию происходит на основе конкурентного механизма отбора наиболее дешевых предложений на поставку электрической энергии. Одним из секторов торговли является рынок на сутки вперед. Администратор торговой системы на рынке электроэнергии ранжирует заявки по ценовой шкале от самой дешёвой до самой дорогой. Заявки представляют собой объемы электроэнергии, которые генерирующие компании собираются поставлять по определенной цене на определенный период времени. Очевидно, что топливная составляющая в ценовой заявке должна определяться из условия оптимального выбора и загрузки оборудования ТЭС. В результате сопоставления поданных заявок осуществляется оперативно диспетчерское управление системным оператором.

Учитывая механизм свободного ценообразования, возрастает роль оптимизации краткосрочных режимов, почасового 'планирования с выбором наиболее целесообразного состава работающего оборудования электростанции.

В большинстве случаев состав, тип турбин и котлов на электростанциях различный. Следовательно, они имеют разные энергетические характеристики, то есть одна турбина более экономична, чем другая, один котёл экономичнее другого. Отсюда возникает задача оптимального распределения общей нагрузки для станции между оборудованием, таким образом, что наиболее загруженным должно быть самое экономичное оборудование конкретно в данный момент времени.

В п. 1.1.3 [1] указано, что «.удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло должны соответствовать оптимальному составу и режимам работы агрегатов.», а в п. 2.2.3' указано, что. «.целесообразно применять специальные компьютерные программы .при распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции, чтобы минимизировать затраты тепла турбинной установкой.».

Решение этой задачи — одно из наиболее выгодных и малозатратных путей для повышения экономичности ТЭС при существующем механизме свободного ценообразования рынка электроэнергии.

При этом необходимо учитывать, что следует правильно распределить не только электрическую, но и тепловую отопительную и производственную нагрузки. Сложность данной проблемы требует использования мощной вычислительной техники и методов оптимизации позволяющих создание компьютерных оптимизационных моделей.

Также, исходя из иерархии управления энергетическими режимами, и согласно положению об оперативно-диспетчерском управлении правил технической эксплуатации электростанций [2] очевидно, что инструмент (программа) для решения задачи оптимального распределения нагрузок между турбои котлоагрегатами станции должен находиться у работников производственно-технического отдела электростанции, а результаты распределения нагрузок должны передаваться старшему оперативному персоналу для ведения режимов.

Размерность задачи оптимизации наглядно демонстрирует следующий пример — для станции, имеющей в своем составе:

• Три турбины типа «Т» с двумя теплофикационными отборами;

• Две турбины типа «ПТ» с промышленным и теплофикационным отборами;

• Одна турбина типа «Т» с одним теплофикационным отбором;

• Пять РОУ;

• Две РУ.

Количество сочетаний оборудования турбинного цеха (сочетаний режимов работы и составов оборудования) без учета состава котлов составляет более 12 000 со средним числом переменных (N'e, Q’t, Q’p — электрическая нагрузка, нагрузка теплофикационного отбора, нагрузка промышленного отбора пара). В каждом сочетании около 6−7 переменных и в среднем 70 шагов изменения каждой переменной (шаг 1 МВт, 1 Гкал/ч). Под режимом работы турбины понимается работа турбины с несением определенного вида нагрузок:

• только электрической нагрузки — конденсационный режим;

• электрической и тепловой нагрузки — теплофикационный режим;

• электрической, тепловой и производственной нагрузки — промышленнотеплофикационный режим работы.

В свою очередь теплофикационный и промышленно-теплофикационный режимы работ разделяют режим работы по тепловому графику (с вентиляционным расходом пара в конденсатор) и электрическому графику (с дополнительной выработкой электроэнергии сверх выработки на тепловом потреблении).

В переходные периоды (осень-весна) заданным для станции тепловым и электрическим нагрузкам, могут удовлетворять до половины возможных сочетаний. Оперативный ручной просчет оптимума в таких случаях невозможен.

Для ТЭЦ, имеющей поперечные связи по пару и питательной воде, общая задача оптимизации делится на две подзадачи:

1. распределение тепловых и электрических нагрузок по минимуму общего расхода свежего пара на ТЭЦ;

2. распределение выработки свежего пара между котлоагрегатами по минимуму расхода топлива станцией.

Существуют следующие практические методы оперативного экономичного распределения активных мощностей в энергетических системах.

Для распределения активных нагрузок между агрегатами энергетической системы у диспетчера и дежурных инженеров станции имеются следующие материалы:

1) таблицы, содержащие величины удельных приростов расходов топлива для всех диапазонов нагрузки каждой электростанции с указанием того, у каких агрегатов (турбин, котлов) в данном диапазоне производится изменение нагрузки. Эти таблицы составляются для случая всех включенных в работу агрегатов станции и для условий ремонта типовых агрегатов;

2) таблицы, содержащие значения нагрузок станций, при которых может быть целесообразна остановка отдельных агрегатовздесь же указывается минимальное число часов остановки, при которых она экономически оправдана. Такие таблицы желательно иметь для режимов, при которых в работе и частичном резерве находятся все агрегаты, а также при остановке на ремонт типовых агрегатов.

Перечисленные таблицы хорошо отражают характеристики конденсационных электростанций, но на промышленно-отопительных тепловых электростанциях они имеют весьма ограниченный диапазон применения, не включающий в себя все возможные уровни нагрузок.

На сегодняшний день на электростанциях система распределения нагрузок между оборудованием на сутки вперёд, как правило, основывается на следующем [2, 24]:

— известен состав работающего оборудования на планируемые сутки и режимные факторы (температура наружного воздуха, температура исходной воды, расходы пара промышленным потребителям, расходы прямой и обратной сетевой воды по тепломагистралям);

— известен отпуск тепла (в т.ч. структура отпуска тепла, как по параметрам, так и по потребителям), выработка и отпуск электроэнергии за прошлые сутки, а также другие технико-экономические показатели;

По имеющимся данным и с учетом опыта эксплуатации оборудования ТЭЦ в аналогичных условиях специалисты рассчитывают режимы работы ТЭЦ по «Макету расчета нормативных (номинальных) удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла», разработанного ОРГРЭС.

Основная цель расчета — определение* минимальной и максимальной электрической нагрузки ТЭЦ при заданном составе оборудования, заданном отпуске тепловой энергии и заданных параметрах и режимах работы оборудования.

Расчет топливной составляющей себестоимости электроэнергии для подачи ценовых заявок выполняется приблизительно.

Порядок расчета режимов загрузки оборудования и выдача указаний по его ведению на каждой конкретной ТЭЦ может отличаться, но принципиально важный момент остается — режимы работы ТЭЦ планируются на основании практического опыта. Естественно, без многовариантного анализа всех возможных сочетаний режимов работы и составов оборудования. Сотрудники ограничены как во времени проведения расчетов, так и во времени принятия решения по корректировке режимов работы ТЭЦ и загрузки оборудования при изменении диспетчерского графика. В итоге фактические режимы работы основного оборудования ТЭЦ, как правило, не соответствуют оптимальным, а ТЭЦ в целом получают не только перерасход топлива из-за не оптимальной загрузки оборудования, но и несут убытки от участия на рынке электроэнергии из-за неправильного расчета ценовых заявок.

Авторами [3] отмечено, что при наивыгоднейшем распределении отборов пара и электрической выработки между турбоустановками ТЭЦ, можно получить до 2% экономии топлива. Авторами [4] дается величина экономии в среднем от 2 до 5 процентов всех топливных затрат в год в зависимости от качества планирования и ведения режимов на электростанции.

Возможность реализации оптимальных режимов работы оборудования ТЭС имеется не всегда, а только в часы недогрузки энергогенерирующего оборудования. Такая недогрузка располагаемой электрической мощности появляется ежесуточно в ночные часы и в выходные дни, а также в летний период года. Такая недогрузка наблюдается также в энергосистемах тех регионах, где за последние два десятилетия существенно упало потребление тепловой и электрической энергии-промышленными предприятиями.

Цель работы.

Разработать методику оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС, в условиях свободных цен на электроэнергию и регулируемых цен на рынке тепла. Данная методика должна содержать математическую модель и метод оптимизации, которые во взаимосвязанной своей работе в составе программно-вычислительного комплекса позволят выполнять:

1. Расчёт тепловых схем ТЭС (подпитки котлов, теплосети, схема сетевой воды, отпуска пара промышленным потребителям).

2. Оптимизацию состава, режимов работы и распределения нагрузок между основным оборудованием ТЭС.

Время счёта для решения задачи оптимизации с учетом краткосрочности режимов должно составлять по п. 1 и п. 2 не более 30 мин. (график генерации станции содержит значения выработки электрической энергии за каждый получасовой отрезок согласно «Положению о диспетчерском графике»).

В качестве объектов исследования выбраны Новосибирская ТЭЦ-4 и Кемеровская ГРЭС.

Научная новизна в целом заключается в создании методики совместной оптимизации как состава и режимов работы оборудования тепловых электростанций, так и распределения тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. Данная методика впервые позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний, в отличие от многих существующих методик, в которых состав оборудования 'задается, а оптимизации подлежит лишь распределение тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. К числу отдельных результатов, обладающих новизной, относятся:

1. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных, режимов работы ТЭС и алгоритм её реализации на современных ЭВМ.

2. Созданы базы данных (БД) сочетаний всех возможных составов и режимов работы исследуемых ТЭС, формируемых до оптимизационных вычислений. Разработана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений. 3. Разработан модуль произвольного задания состава и режимов работы оборудования ТЭС для оценки эффективности применения программного комплекса. Данный модуль позволяет сопоставить результаты оптимизационного выбора и любого другого допустимого режима. При этом в модуле оптимизации и модуле произвольного задания используются для расчёта тепловых схем ТЭС, расходов пара на турбины и топлива на котлы одни и те же заложенные в программу алгоритмы и энергетические характеристики.

Практическая значимость.

Методика оптимизации составов и режимов работы оборудования ТЭС реализована в рамках универсального программно-вычислительного комплекса. Разработка, тестирование и внедрение комплекса осуществлено на Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС.

Его применение позволяет:

• Экономить топливо за счет выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС.

• Повысить конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии, так как в заявке станции на поставку электрической энергии Администратору торговой системы топливная составляющая в результате оптимизации будет минимальной.

Средневзвешенная экономия угля при ведении режимов, рассчитываемых комплексом, составила 3 т/ч (приложение 2). Личное участие диссертанта.

Диссертантом лично выполнены:

1. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС с предварительным формированием базы данных, которая содержит все возможные сочетания оборудования и их режимов работы на тепловых электростанциях.

2. Разработана методика формирования баз данных.

3. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС и алгоритм ее реализации на современных ЭВМ.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы лично представлялись и докладывались автором на семинарах и конференциях: Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций научно-производственного комплекса ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г., конференции проектных институтов, входящих в ОАО «Сибирский ЭНТЦ» («Томсктеплоэлектропроект», «Новосибирсктеплоэлектропроект», «СибВНИПИэнергопром и др.) в г. Новосибирске в 2007 г., 10 международная конференция студентов и молодых учёных «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009 г., в Томском политехническом университете (20 062 009 гг.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 4 работы [84−87].

Выводы по диссертации.

1. Показана актуальность оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования тепловых электростанций в существующих конкурентных условиях рынка.

2. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС, в которой впервые предложено создание базы данных сочетаний всех возможных составов и режимов работы ТЭС, формируемой до оптимизационных вычислений. Методика позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний. Создана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений.

3. По разработанной методике создан программный комплекс по расчету тепловой схемы ТЭС с решением задачи оптимизации состава, режимов и нагрузок между основным оборудованием.

4. С помощью созданного в рамках программного комплекса модуля произвольного задания состава и режимов работы оборудования можно сравнивать результаты оптимизации с результатами, полученными в модуле произвольного задания. Такое сравнение для Кемеровской ГРЭС показало, что средневзвешенная экономия угля при оптимизации режима работы оборудования по программному комплексу составила 3 т/ч.

Практическая ценность работы.

Практическая ценность работы заключается в том, что методика оптимизации составов и режимов работы оборудования ТЭС реализована в рамках универсального программно-вычислительного комплекса. Разработка, тестирование и внедрение комплекса осуществлено на Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС.

Его применение позволяет:

• Экономить топливо за счет выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС.

• Повысить конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии, так как в заявке станции на поставку электрической энергии Администратору торговой системы топливная составляющая в результате оптимизации будет минимальной.

Средневзвешенная экономия угля при ведении режимов, рассчитываемых комплексом, составила 3 т/ч (приложение 2).

Публикации.

Основные положения и результаты диссертационной работы лично, представлялись и докладывались автором на семинарах и конференциях: Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций научно-производственного комплекса ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г., конференции проектных институтов, входящих в ОАО «Сибирский ЭНТЦ» («Томсктеплоэлектропроект», «Новосибирсктеплоэлектропроект», «СибВНИПИэнергопром и др.) в г. Новосибирске в 2007 г., 10 международная конференция студентов и молодых учёных «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009 г., в Томском политехническом университете (20 062 009 гг.).

Основное содержание работы отражено в 4 печатных работах [84−87].